Досвід будівництва та експлуатації свердловин складної
архітектури в ВАТ «Татнефть»
Раїс Хісамов, д.т.н., ВАТ «Татнефть»
В
Останнім часом на багатьох родовищах прогнозовані за фактичними даними
коефіцієнти нафтовіддачі при реалізованої системі розробки та технології
експлуатації свердловин помітно нижче запроектованих величин. Досягнення
запроектованих коефіцієнтів нафтовіддачі вимагає невідкладного проведення
ефективних заходів з одночасним контролем вироблення залишилися запасів
нафти. Це має на увазі застосування поряд з традиційними гідродинамічними
МУН також і так званих «горизонтальних» технологій розробки.
Практика
показує, що дієвими шляхами досягнення запроектованих величин
коефіцієнта нафтовіддачі сьогодні є буріння та експлуатація свердловин
складної архітектури - горизонтальних (ГС), багатозабійного (МГС), розгалужених
горизонтальних (РГС) та інші, а також реанімація неефективного фонду свердловин
шляхом буріння додаткових друге, в окремому випадку, бічних стовбурів з
горизонтальним закінченням (БГС).
Перші
сім ГС на території Татарстану пробурені в 1976-78 рр.. на Тавельском і
Сіреневском родовищах (НГВУ «Ямашнефть») на кізеловскій горизонт
турнейского яруси. При цьому були досягнуті досить високі
техніко-економічні результати. Зокрема, дві ГС (№ № 1918,1947) на
Західно-Сіреневском ділянці до сих пір успішно функціонують, третій переведена
в нагнітальний фонд.
На
01.09.2003 р. в Татарстані побудовано близько 300 ГС, 96 БГС та 184 бічних стовбурів
(БС). За 2003 рік всього побудовано 47 ГС, 22 БГС і 25 БС (рис. 1).
Характеристика
об'єктів закладення ГС і БГС
Розробка
покладів нафти з застосуванням буріння ГС ведеться на покладах, приурочених до
стратиграфічні об'єктом, що має досить високі значення поверхів
нафтоносності або товщину продуктивного пласта. Цей параметр є одним з
основних критеріїв вибору ділянок для розміщення ГС при проектуванні систем
розробки.
В
Татарстані розробка покладів нафти з застосуванням буріння ГС ведеться на
карбонатних відкладеннях, що мають досить високі значення товщини,
башкирського, Серпуховського, турнейского, заволзьких, Данкова-Лебедянського
віків, і теригенних відкладеннях Бобриковського-радаевского віку.
Рраспределеніе пробуреного фонду ГС (на 01.09.2003 р.) представлено на рис. 2.
Самим
нижнім об'єктом експлуатації, які розробляються з застосуванням буріння ГС,
є карбонатні відклади Данкова-Лебедянського віку. Поклади нафти
контролюються позитивними структурами в основному біогермного типу. Складені
вони вапняками, які за своїми структурно-генетичним особливостям
підрозділяються на хемогенние (зернисті), сгустковие і органогенного-детрітовие
[1].
Характерним
для порід Данкова-Лебедянського віку є:
інтенсивне
розвиток процесів перекристалізації, що обумовлюють їх низькі
ємнісне-фільтраційні властивості;
вапняки
мають значну тріщинуватістю, кавернозному за рахунок процесів
вилуговування;
по
своїм ємнісне-фільтраційним характеристиками (ЕФХ) колектори відносяться до
типами поровое-тріщинних і кавернозний-поровое-тріщинних.
На
території Татарстану породи заволзьких горизонту нафтоносних на окремих
ділянках, в основному, де поклади нафти контролюються Високоамплітудний
біогермнимі підняттями. На більшій же частині території вони водонасичених. Як
правило, нафтоносних два верхніх пласта-колектора з чотирьох, що виділяються в
розрізі та затверджених стандартом. У перспективі ці відкладення можуть
розроблятися ГС, за умови наявності як нефтенасищенних товщин (НТ), так і
досить значних площ нафтоносності з метою дотримання критерію
відстані ГС від контура нафтоносності в плані. На ці відкладення пробурено три
ГС на Чегодайском родовищі. Покришкою для покладів нафти у відкладеннях
заволзьких горизонту є пачка вапняків, що залягає в покрівлі розрізу.
Вище
залягають карбонатні відклади турнейского яруси, на які до цього
часу пробурено 163 ГС, що складає 62,2% від загального фонду ГС. У розрізі
турнейского ярусу виділяються чотири продуктивних горизонту (зверху вниз):
кізеловскій (С1кз), черепетскій (С1чр), упінскій (С1уп) і Малевський (С1мл). До
ним, відповідно, відносяться пласти-колектори, індексовані на деяких
промислах за старою схемою (знизу вгору), таких як В1, В2, В3 та В4. Вони
розділені один від одного ущільненими пачками вапняків товщиною від 1 до 7 м,
які є внутріформаціоннимі реперами: С12, С13 і С14. Покришкою служать
глини Малиновського віку. Практично повсюдне поширення набули
колектори верхнього горизонту турнейского ярусу (С1кз). Майже на всій
території Татарстану, де не зазначено перерви в опадонакопичення і
гіпсометричні вони розташовані вище ВНК, ці відкладення нафтоносних.
Структурно-генетичні
різниці вапняків, що складають розріз турнейского ярусу, за своїми ЕФХ чітко
підрозділяються на колектори і неколлектори.
За
розрізу турнейского ярусу можна зробити наступні висновки:
--
породи, складені грудкуватих, сгустково-детрітовимі вапняками і
«Раковини пісковиками», складають продуктивну нафтовміщувані частина
розрізу турнейского ярусу, складені шламових-детрітовимі, форамініферово-сгустковимі
вапняками і доломітами - ущільнену частина, що не містить промислових
скупчень нафти;
--
кожна з структурно-генетичних різниць, що складають породи турнейского
ярусу, має специфічні, тільки їй властивими, петрофізіческімі властивостями,
зумовлюють ЕФХ по розрізу;
--
присутність кількох структурно-генетичних різниць зумовило
вертикальну і зональну неоднорідність розрізу цих відкладень;
--
зміст щільних різниць збільшується кратно збільшення із заходу на
схід;
--
покришкою для продуктивних відкладів турнейского ярусу служать глини
Малиновського надгорізонта.
Наступним
вищерозміщених об'єктом, розробка якого ведеться з застосуванням буріння ГС,
є Теригенні відкладення Бобриковського-радаевского віку (27 ГС). Вони
складені пісковиками, різною мірою відсортованими, алеврітістимі, і
алевролітами, частіше грубозернистими. Породи характеризуються мономінеральних
кварцовим складом (кварц - 95-99%).
Крім
виділених літологічних типів колекторів Бобриковського-радаевская теригенно
товща складається аргілітами і вуглисті-глинистими сланцями, які представляють
інтервали перемичок між шарами-колекторами і покришками. Зміна товщини
теригенних порід розрізу розглянутої товщі обумовлено фаціальні зміною
і стратиграфічної повнотою. За стратиграфічної повноті розрізу можна
виділити в межах Татарстану наступні підтипи, що поєднують одно-, дво-та
різновікові відклади:
Єлховський-радаевско-Бобриковського;
Єлховський-Бобриковського;
Єлховський-радаевскіе;
радаевско-Бобриковського.
Таким
чином, переслаіваніе всіх різниць порід, різна стратиграфічна
повнота розрізу і, як наслідок, зміна товщини продуктивних горизонтів і
пластів-колекторів, а також фаціальні мінливість, невитриманість пластів
як за площею, так і по розрізу, зумовили труднощі в розчленовуванні і
індексації та виділення об'єктів розробки. У межах даної
теригенно товщі при повному стратиграфічної розрізі виділяються (зверху вниз)
пласти-колектори, індексовані як С1бр-4, С1бр-З, С1бр-2 і С1бр-1.
Теригенні
комплекс Бобриковського-радаевского віку характеризується складною будовою:
високої
фаціальні мінливістю;
великий
різновидом форм залягання;
наявністю
від одного до декількох пористо-проникних прошарку, пластів;
значним
зміною товщини, особливо під врезових зонах;
наявністю
великої кількості злиттів продуктивних пропластков і пластів;
переважно
хорошою гідродинамічної зв'язком пропластков і пластів;
відсутністю
надійних покришок.
В
зв'язку з цим ГС розташовуються в основному в зонах ерозійних вріз і в зонах
розвитку I типу розрізу, причому критерій наявності досить значних
продуктивних товщини необхідно особливо дотримуватися у водоплавних і
пластово-сводових покладах з водонефтянимі зонами. Це продиктовано
необхідністю збільшення безводного режиму експлуатації ГС шляхом дотримання
критерію відстані від нижньої точки умовно-горизонтального стовбура (УГС) до ВНК
- 2-3 м. ГС не проектуються там, де об'єкт має високу розчленованість та
невеликі НТ порід об'єкта експлуатації при наявності щільних перемичок
значної товщини (2,0-3,0 м).
Нефтенасищенние
колектори карбонатної товщі башкирської-Серпуховського віку, що залягають в
середньому на 300 м вище по розрізу, розвинені в південно-західній частині Ромашкінского
родовища і на родовищах, розташованих на північному, північно-східному,
західному схилах Південно-Татарського зводу і Мелекеський западини. Продуктивні
відкладення башкирської-Серпуховського віку середнього карбону в межах
Республіки Татарстан складені вапняками і доломітами. До теперішнього часу на
дані відкладення пробурено 68 ГС, що складає 26% від загального фонду ГС.
Зміни
ЕФХ властивостей у вапняках башкирської-Серпуховського віку залежать від
інтенсивності вторинних процесів:
--
перекристалізації, вилуговування, сульфатізаціі і розвитку тріщинуватості;
--
кращими ЕФХ володіють зернисті, грудкувате-сгустковие і органогенного-детрітовие
структурні різниці вапняків;
--
поліпшенню ЕФХ сприяють процеси перекристалізації, вилуговування,
тріщинуватості, іноді стіллолітізаціі;
--
кальцітізація, сульфатізація і вміст глинистого матеріалу ведуть до
погіршення ЕФХ і повної ізоляції пор;
--
ефективної ємністю служать пори каверн і системи тріщин;
--
найбільш ефективні ЕФХ приурочені до розущільнення макро-і мікротрещіноватим
дільниць;
--
вапняки неоднорідні по розрізу і площі; поліпшення колекторських властивостей
відбувається зверху вниз.
В
табл. 1 представлена коротка літолого-петрографічні характеристика нефтевмещающіх
порід продуктивних пластів, що впливають на добивние можливості ГС.
Табл. 1. Геолого-фізичні
характеристики продуктивних пластів Республіки Татарстан
Параметри
Башкирська
Бобриковського
Турнейскій
Данкова-Лебедянський
Кількість родовищ/вкв,
шт.
5/68
7/27
18/163
1/4
Cредняя глибина залягання, м
886
1288
1164
1310
Тип поклади
масивний
пласт.-склепіння.
масивний
пласт.-склепіння.
Тип колектора
пор.-тріщин, кавернозний
літол. огр., порові
поровое-тріщинні
поровое-тріщинні
Cредняя загальна товщина, м
20,00
14,00
31,15
7,10
Середня нефтенасищенная
товщина, м
6,10
7,04
9,77
5,10
Пористість,%
14,42
24,30
12,67
7,00
Середня нефтенасищенность, частки
од.
0,79
0,86
0,69
0,65
Проникність, мкм2
0,13
0,91
0,12
0,03
Коефіцієнт піщанистого, частки
од.
0,43
0,58
0,52
0,52
Коефіцієнт розчленованості,
частки од.
5,00
2,33
5,72
2,05
Головна пластова
температура, ° С
22,25
25,29
25,03
25,00
Початковий пластовий тиск,
МПа
8,72
13,16
11,26
13,10
В'язкість нафти в пластових
умовах, мПа.с
89,72
91,41
35,62
70,80
Щільність нафти в пластових
умовах, т/м3
0,90
0,89
0,88
0,91
Питома коефіцієнт нафти,
частки од.
1,03
1,04
1,05
1,04
Тиск насичення нафти газом,
МПа
2,98
3,82
3,94
1,60
Газосодержаніе нафти, м3/т
2,34
11,37
17,66
12,40
В'язкість води в пластових
умовах, мПа.с
1,50
1,67
1,72
1,70
Щільність води в пластових
умовах, т/м3
1,14
1,16
1,45
1,17
Таким
чином, складнопобудованих родовищ Республіки Татарстан визначають
наступні фактори:
многопластовость;
многозалежность;
висока
неоднорідність по площі і розрізу;
різні
форми залягання продуктивних об'єктів;
різнотипність
будови покладів нафти;
присутність
кількох структурно-генетичних різниць вапняків в карбонатних породах;
різнотипність
розрізів теригенно товщі Бобриковського-радаевско-Єлховський часу нижнього
карбону;
виділення
в теригенних породах нижнього карбону декількох літотіпов, що розрізняються за
гранулометричним складом, які визначають вибір і можливість розміщення
ГС.
Весь
пробурених і проектний фонд свердловин з УГУС можна розподілити в межах
старих розроблюваних площ та покладів, нових покладів з фондом, пробурених
на нижележащий об'єкт експлуатації і нових покладів, розкритих однієї або
декількома розвідувальними свердловинами.
Аналіз ефективності ГС
На
рис. 3 представлено розподіл середньої довжини ГС по продуктивним обріїв.
Середня довжина по всіх 262 ГС складає 257 м.
На
рис. 4 представлено розподіл середнього початкового дебіту по 183 ГС.
Загальний
середній поточний дебіт нафти ГС перевищує дебіт нафти НД в 1,4 рази. В т.р.
турнейскіе - в 1,3 рази, Бобриковського - в 2,3 рази, Данкова-Лебедянський - в 1,6
рази), на відміну від початкового, коли перевищення становить 2 і більше разів.
Найбільшою
видобутком нафти відрізняються ГС Бобриковського відкладень. Накопичена видобуток нафти,
наприклад, за ГС № 5826 Піонерського родовища НГВУ "Нурлатнефть» на 1.01.2002
р. становить 132,629 тис. т, за ГС № 4151 Бурейкінского родовища цього ж
НГВУ 46,047 тис. т.
Як
видно з рис. 5 ГС № 1947 і № ГС 1918 Сіреневского родовища, за якими
накопичена видобуток нафти 47,7 і 51,4 тис. т, середній дебіт нафти за весь термін
експлуатації 5,7 і 6,1 т/добу. і обводненість продукції 21,2 і 14,5% відповідно
[3].
З
накопиченої видобутком нафти більше 20 тис. т є ГС і на Онбійском родовищі
НГВУ «Татекс» (№ № 11461, 11463), на Соколкінском родовищі СМП-нафтогаз (№ №
2870, 3024), на Ашальчінском родовищі НГВУ «Татнефтебітум» (№ 4752), в
НГВУ «Чішманефть» (№ 10364).
За
розподілу поточного дебіту нафти видно, що більше половини фонду ГС (60%)
працюють з дебітом нафти до 5 т на добу., 40% ГС працюють з дебітом нафти більше 5
т/добу. (рис. 6).
З
рис. 7 видно, що з обводненість продукції до 20% працює майже 13% ГС, а з
обводненість продукції від 20% до 50% - 15% ГС і більше 50% - 72% ГС.
Аналіз
середнього дебіту нафти і обводнення показує, що при загальній середній довжині
УГУС 257 м дебіт становить 7 т/добу., А по карбонатною покладів - 4 т/добу. і по
теригенними покладів (Бобриковського ГС) - до 28 т/добу. Обводненість тримається на
рівні 30-40%.
Як
відомо, об'єктивним показником, що відбиває якість стовбура, є частка
нефтенасищенних колекторів в загальній довжині ствола, а не сама загальна довжина ствола.
У зв 'зи з цим за довжиною ствола ГС виявити залежність дебіту нафти від неї
видається проблематичним. Бобриковського ГС чинності геологічних особливостей
(НТ, тип колектора, властивості нафти) мають самий короткий стовбур горизонтального
ділянки, складаючи в середньому 159 м, але дебіти нафти, як початковий так і
поточний, найвищі (23,2 і 27,1 т/добу .).
Основні критерії обгрунтування буріння ГС
В
ВАТ «Татнафта» в результаті узагальнення більше 25-ти річного досвіду буріння і
експлуатації близько 300 ГС і 10 МЗС обгрунтований комплекс основних критеріїв
ефективності їх буріння на неоднорідних многопластових родовищах.
Одним
з основних є те, що мінімальні значення ефективної НТ продуктивних
шарів не повинні бути нижче технічних можливостей буріння з використанням
існуючого обладнання, при цьому величина видобутих запасів на свердловину --
не нижче рентабельних.
Вибір
напряму буріння горизонтальних стовбурів проводиться з урахуванням
геолого-промислових характеристик та історії функціонування сусідніх свердловин,
зокрема [2]:
розміщення
горизонтального стовбура в пріконтурних зонах рекомендується робити
паралельно контуру нафтоносності або межі розділу «нафта-що витісняє
агент », переважно паралельно великої осі структури;
при
наявності ВНЗ або газонафтових контактів для виключення передчасного прориву
води чи газу горизонтальні стовбури слід розміщувати якомога далі від них
(при одночасному обліку можливості «вильоту» умовно-горизонтального стовбура за
межі продуктивного пласта);
при
анізотропії поля проникності горизонтальний ділянку стовбура розташовувати
ортогонально площині максимальної провідності шару, тобто за напрямом
меншої проникності;
в
пластах з тріщинами великої розмірності, пов'язаними з водоносній частиною пласта,
необхідно мінімізувати ймовірність перетину каналів припливу пластової
води;
ГС
рекомендується розташовувати за найдовшим шляхах руху потоків рідини з
урахуванням розвитку системи заводнення в процесі розробки;
довжину
горизонтального стовбура в многопластових покладах встановлюють у пластах прямо
пропорційно вилученими запасами;
значні
довжини ГС (більше 100-150 м) рекомендуються в умовах вираженої тріщинуватості
або лінзовідном будові колектора.
В
практиці буріння ГС в Татарстані дотримується вимога, що випливає з
геологічної будови об'єктів розробки. Зокрема - для масивних
покладів нафти в тріщинуватих карбонатних колекторах турнейского і башкирського
ярусів горизонтальний ствол повинен бути розташований не ближче 8-10 м до ВНК, а
максимальна частина його довжини повинна пройти в високопроніцаемом інтервалі
розрізу. У відкладах башкирського ярусу даний інтервал приурочений, як правило,
до нижньої його пачці, а в турнейском ярусі - до порід упину-Малевська і почасти
кізеловского горизонтів (прікровельние ділянки розрізів, як правило, в
межах 3-5 метрів представлені щільними вапняками).
Інше
технологічне вимога - допустимий коридор при бурінні горизонтального
стовбура становить 3 м для безконтактних зон і 6 м - для зон з ВНК. Тому
ефективна НТ розкриваємо ГС шару повинна бути не менше цієї величини.
Важливо
також дотримання економічного критерію - ГС має сенс бурити тільки тоді,
коли це приносить реальний економічний ефект. Якщо на даному об'єкті
традиційні нд дають гарні результати, то немає необхідності в бурінні ГС.
Якщо ж застосування ГС збільшує дебіти і сумарний відбір в два і більше разів - тоді
буріння ГС, як правило, рентабельно.
З
урахуванням викладених критеріїв та геологічних особливостей у Татарстані виділені
наступні основні стратиграфічні об'єкти для буріння ЦС:
в
карбонатах - турнейскій ярус, башкирський ярус, Данкова-Лебедянський горизонт;
в
пісковиках - горизонт Д1, Бобриковського горизонт (в основному у врізку).
Необхідною
умовою успішного застосування ГС є організація ефективності системи
заводнення для конкретних геологічних умов з урахуванням розміщення
горизонтальних стовбурів в просторі.
Найбільше
різноманітність розміщення ГС досягається на родовищах із штучної
системою заводнення, починаючи з майданних (класичні звернені п'яти-, семи-,
девятіточечние системи), модифікованих під розміщення ГС, і рядних (одно-,
трьох-і пятірядних) з повною або частковою заміною видобувних нд їх
горизонтальними варіантами. Для умов покладів з низькою проникністю
колектора або з великими ВНЗ найбільш прийнятно застосування більш жорстких
майданних або однорядних систем заводнення з ГС [2].
Перспективи та проблеми проектування ГС І МЗС
Перспективними
і проблемними в галузі проектування та будівництва ГС і МЗС залишаються
напрямки:
--
геологічне обгрунтування ГС і МЗС слід проводити з урахуванням зон можливих
ускладнень як при будівництві, так і при експлуатації, необхідності
оперативного управління профілем всієї свердловини, особливо в продуктивному шарі.
Це передбачає широке використання тривимірної сейсморозвідки, інших
сучасних геофізичних коштів, комп'ютерну обробку геофізичних та
інших телеметричних даних;
--
проектування МЗС із застосуванням сучасних програмних продуктів, зокрема
«Лендмарк Графікс», з використанням тривимірних геологічних моделей та інших
напрацювань;
--
будівництво ГС і МЗС на пашійскіе відкладення, стримувані проблемою
проходження обвалення киновскіх глин зенітних під кутом більше 65 °. Тут
є кілька реальних шляхів вирішення цієї проблеми: використання
спеціальних бурових розчинів, буріння ГС, БГС з малим радіусом викривлення,
що забезпечує швидке і точне попадання навіть у пласти малої товщини,
застосування профільних летючок, буріння за допомогою електробуров з метою зниження
швидкості течії бурових розчинів;
--
широке використання гнучких колон НКТ на всьому циклі будівництва,
дослідження і експлуатації ГС і БГС, застосування доліт з полікристалічний
синтетичним алмазним озброєнням. Слід зазначити, що проходка на
трехшарошечное вітчизняне долото складає 35-45 м, на долото СП «уділля» --
850-900 м;
--
розробка та підбір ефективних рецептур бурових розчинів з різними
властивостями, тобто розширити перелік рекомендованих растоворов з урахуванням світових
досягнень;
--
використання режиму депресії при розкритті продуктивних пластів із застосуванням
гнучких труб за технологією, зокрема, компанії «Фракмастер»;
--
вдосконалення обладнання умовно-горизонтальної ділянки стовбура свердловини
з метою забезпечення відбору мінімального обсягу попутної води із застосуванням, до
Наприклад, технічних засобів типу КРР-146 (розробка «Тяжпрессмаш»),
керованих пакерів сучасної конструкції, що дозволяють виключити з
експлуатації обвідна інтервали стовбура;
--
перехід на буріння на обсадних трубах, що дозволить поліпшити
техніко-економічні показники будівництва свердловин не менш ніж на 30%.
Технологія буріння свердловин на обсадних трубах останнім часом отримує
широке поширення. Вона вирішує найскладніші проблеми будівництва
свердловин в складних геологічних умовах (обвалообразованія, догляду бурового
розчину тощо);
--
використання ГС і МЗС як нагнітальних в певних геологічних
умовах, зокрема при розробці продуктивних пластів, що характеризуються
низькою проникністю.;
--
найближчим завданням при застосуванні горизонтальної технології є освоєння
технології буріння і всебічне зниження вартості будівництва,
вдосконалення первинного та вторинного розтину ГС, особливо у випадку їх
застосування на Теригенні відкладення девону і карбонатні відклади верхніх
горизонтів родовищ Татарстану.
До
теперішнього часу потенціал горизонтальної технології розробки в республіці
використовується далеко в не достатньою мірою. Очевидно, необхідно провести
подальше вдосконалення організації процесу проектування, будівництва,
експлуатації ГС, безперервного моніторингу функціонування системи розробки з
застосуванням горизонтальної технології.
В
даний час у ВАТ «Татнефть» запропонований і випробуваний ряд розробок,
заснованих на існуючій техніці, розроблена вітчизняна технологія
будівництва, зокрема технологія буріння МЗС.
З
метою вивчення проблеми стійкості точки стику зі стовбуром, аварій бічних
стовбурів, невдалого цементування і заканчіванія, виносу піску і
водопроявів необхідно провести ретельний аналіз даних експлуатації та
процесу буріння МЗС. Розгалужені стовбури буряться долотами різних діаметрів
(120,6 мм і 144 мм) і різної довжини, що забезпечує «потрапляння» в
них при геофізичних і ремонтних роботах. При будівництві МЗС нестійкі
породи перекриваються 6 "експлуатаційної колоною.
Розподіл
10 експлуатованих на 11.2003 р. МЗС по 4 НГВУ ВАТ «Татнефть» представлено у
табл. 2.
Табл. 2. Розподіл
технологічних показників МЗС по НГВУ і по продуктивним горизонтів
№ пп
НГДУ
кол-во
горизонт, ярус
дебіт рідини, т/добу.
дебіт нафти, т/добу.
обводненість,%
1
Альметьевнефть
2
турнейскій
10,8
8,7
16,2
2
Елховнефть
1
турнейскій
8,1
8,1
0,0
3
Іркеннефть
1
Бобриковського
6,7
2,5
64,5
4
Азнакаевскнефть
6
Бобриковського
29,8
24,8
20,0
З
десяти МЗС три пробурені в кінці 90-х років на відкладення турнейского ярусу, де
УГУС проведені по одному проектному азимуту і розведені по вертикалі від 4 до 12
м. Обидва стовбура у свердловин турнейского ярусу пробурені діаметром 139,7 мм і мають
відкритий забій.
З
семи свердловин, пробурених на продуктивні відклади Бобриковського горизонту,
УГУС мають різницю по вертикалі від 1,5 до 2 м і розведені по азимуту. Довжина
УГУС становить від 80 до 470 м, причому забої розведені від 50 до 150 м. Перший
стовбур у свердловин Бобриковського горизонту пробурено діаметром 120,6 мм, а друга
стовбур - 144 мм, причому обидва ствола мають відкритий забій.
На
рис. 8 наведено фактичний профіль МЗС 8802 «РГ», пробурених на кізеловскій
(1 стовбур) і упину-Малевський (2 стовбур) відкладення Ново-Єлховський нафтового
родовища.
На
11.2003 р. середні значення дебітом рідини, нафти і обводнення за всіма 10
МЗС склали 20,5 т/доб., 17,6 т/доб., 21,7% відповідно.
За
МЗС турнейского ярусу дебіт рідини дорівнює 9,9 т/добу., Дебіт нафти - 8,5
т/добу., а обводненість 10,8%.
За
МЗС Бобриковського горизонту дебіт рідини склав 26,8 т/доб., Дебіт нафти --
21,6 т/доб., А обводненість - 26,3%.
В
ВАТ «Татнефть» при переході на двохетапний цикл будівництва тривалість
буріння ГС довжиною 300 м скоротилася в 4 рази. Середня комерційна швидкість
виросла в 2 рази, а по окремих свердловинах в 3 рази, знизилася відносна
вартість будівництва ГС, яка стала перевищувати вартість похило-спрямованих
свердловин в 1,5 рази, при збільшенні дебіту в 2,8 рази.
Для
оперативного та якісного контролю експлуатації нафтогазових родовищ з
застосуванням горизонтальних технологій в останні роки все ширше використовується
комп'ютерне моделювання.
З
метою оптимізації кінцевої нафтовіддачі в неоднорідних колекторах з
використанням високотехнологічних свердловин проведено геолого-технологічне
моделювання розробки блоку одного з родовищ Татарстану з
використанням Багатостовбурний свердловини з чотирма відгалуженнями з основного
стовбура. При експлуатації свердловини з використанням системи ППД по закінченню
певного проміжку часу відбувається прорив води і при досягненні
максимального обсягу передбачається закриття окремих сегментів кожного стовбура
Багатостовбурний свердловини. Теоретично наявність води можна визначити, використовуючи
результати вимірів температури і тиску інтервальними регулюючими
засувками. Практично, можливо, досить оцінити ефект закриття кожної
інтервального регулюючої засувки при видобутку води.
Список літератури
1.
Муслімом Р.Х., Юсупов І.Г., Фазлиев Р.Т. «Деякі результати застосування
горизонтальних технологій в Волго-Камсько регіоні ». У книзі: Горизонтальні
свердловини: буріння, експлуатація, дослідження. Казань, Мастер Лайн, 2000.
2.
Системи розробки нафтових родовищ з горизонтальними свердловинами
/Р. Х. Муслімом, Е. І. Сулейманов, Р. Г. Рамазанов, І. М. Хакимзянов и др.// Мат.
наради (м. Алмет'евськ, вересень 1995 р.) «Розробка нафтових і
нафтогазових родовищ. Стан, проблеми та шляхи їх вирішення »- М.:
ВНІІОЕНГ, -1996. - С.254-278.
3.
Хакимзянов І.М. Удосконалення розробки нафтових родовищ з
застосуванням горизонтальних свердловин на основі математичного моделювання.
Дисертація на здобуття наукового ступеня канд. тех. наук. Бугульма, 2002. 161 с.
